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Finanzas Corporativas
www.fixscr.com 19 de julio 2019
Petróleo y gas / Argentina
Vista Oil & Gas Argentina S.A. (Vista) Informe Integral
Factores Relevantes de la Calificación
Resumen: La calificación de Vista se relaciona con un portafolio de activos convencionales
generador de flujo (FCO de USD 235 millones en 2018) y crecimiento orientado a la exploración y
producción no convencional, un perfil de vencimientos de capital extendido en el tiempo y fuentes de
financiación conservadoras que han permitido la adquisición de activos y el desarrollo de Bajada del
Palo Oeste durante 2018 y 2019. Vista estima los inventarios en recursos no convencionales para
aproximadamente 10 años de producción. El mayor desafío lo constituye alcanzar el financiamiento
necesario para fondear el desarrollo de Bajada del Palo Oeste en relación al perfil del flujo generado
actualmente. De todos modos, además de la flexibilidad financiera provista por su afiliada de
midstream Aleph, Vista tiene cierta flexibilidad en el plan de expansión de mediano plazo previsto.
Significativos Recursos No Convencionales: Vista posee una corta historia de operaciones, con
un perfil hasta 2018 de producción convencional y una escala de producción de 24,5 mil boed, pero
con foco en el desarrollo y producción de áreas no convencionales en la cuenca Neuquina, que
hasta el momento han mostrado un rendimiento por encima de la curva tipo. Si bien la estrategia de
crecimiento desde cero en las áreas no convencionales implican para FIX cierto riesgo de ejecución,
el crecimiento mensual mostrado en la producción durante 2019 (en el segundo trimestre la
producción alcanzó los 28,7 mil boed), la efectiva reducción de costos de operación, el flujo derivado
de la producción convencional actual, la infraestructura de tratamiento y evacuación existente con
capacidad ociosa, y la experiencia y trayectoria de las áreas adyacentes pertenecientes a grandes
jugadores en la industria, morigeran los riesgos de una operación incipiente y agresivo plan de
inversiones de Vista.
Flujo Libre Negativo: La compañía tiene una producción convencional promedio de 24.500 boed, y
junto a los pozos no convencionales, está en buena forma para alcanzar el objetivo de 30.000 boed
en el segundo semestre de 2019. Para 2019-2022 el plan de inversiones incluye 1.700 USD millones
para perforar en promedio 32 pozos nuevos no convencionales por año, con el objetivo de alcanzar
una producción diaria de 65.000 boed para 2022. De acuerdo al rendimiento esperado de los pozos
y al plan de inversiones, no se espera flujo libre positivo antes de 2023. Si bien el plan de
inversiones es manejable, el plan de mediano plazo incluye endeudamiento adicional y según
estimaciones de Fix el mismo podría alcanzar un pico de USD 1.000 millones en 2022, con un ratio
de endeudamiento que sería de 1,3x EBITDA.
Management con vasta experiencia: El grupo de ejecutivos que encabeza la compañía y sus
equipos son profesionales con vasta experiencia en la industria de petróleo y gas y específicamente
en Vaca Muerta, con 500 pozos perforados (60% en Vaca Muerta), reducción de casi 50% de los
costos operacionales y alcanzó una producción de 50 mil boed desde cero. Esto de alguna manera
reduce los riesgos de ejecución del importante plan de negocios de la compañía. Algunas otras
iniciativas para mantener bajos los costos y la flexibilidad financiera que le aporta Aleph demuestran
innovación y celeridad en la forma de encarar los negocios.
Sensibilidad de la Calificación
Factores que podrían derivar en subas de calificación:
Probada trayectoria en la operación, con niveles de disponibilidad, uso de combustible, niveles
de despacho y nivel de costos acordes a los previstos.
Expansión y disponibilidad de las fuentes de financiamiento disponible para ejecutar el plan de
expansiones.
Factores que podrían derivar en bajas de calificación:
Menor éxito al esperado en la campaña de perforación, incremento en los costos de operación o
de inversión que deriven en una escala menor a la prevista para el mediano plazo.
Cambios regulatorios, en los costos y/o en los precios que afecten la rentabilidad esperada.
Dificultades para obtener el financiamiento necesario para alcanzar la mayor escala buscada.
Calificaciones
Emisor A+(arg) ON Clase I A+(arg)
Perspectiva Positiva
Resumen Financiero
12 meses 12 meses
($ millones)
31/12/18* 31/12/17
Total Activos 28.325 9.697
Total Deuda Financiera 11.700 0
Ingresos 11.580 3.588
EBITDA 6.124 1.298
EBITDA (%) 52.9 36.2
Deuda / EBITDA 1.9 0.0
EBITDA/ intereses 20.8 101.9 (*) Ajustado por inflación
FIX: FIX SCR S.A. AGENTE DE CALIFICACIÓN DE RIESGO
Informes Relacionados Metodología de calificación de Empresas registrado ante la Comisión Nacional de Valores.
Analista Principal Pablo Cianni Director Asociado +54 11 5235-8146 [email protected] Analista Secundario Gabriela Curutchet Director Asociado +54 11 5235-8122 [email protected] Responsable del Sector Cecilia Minguillón Director Senior +54 11 5235-8123 [email protected]
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Vista Oil & Gas Argentina S.A. (Vista) 2
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Liquidez y Estructura de Capital
Sólido perfil financiero: A dic´18 la caja y equivalentes de efectivo de Vista era de USD 74 MM,
con una deuda financiera total por USD 310 millones, con vencimientos escalonados hasta 2023. La
relación entre deuda financiera y reservas probadas era 5,4 USD/BOE. A dic´18 Vista presentó una
generación de EBITDA por unos USD 187 millones. A esa fecha, el ratio de deuda neta a EBITDA
medido en dólares era de 1,3x y la cobertura de intereses con EBITDA de 20,8x. FIX estima que la
compañía a fines de 2019 podría mostrar un ratio de endeudamiento cercano a 2,1x EBITDA y la
cobertura de intereses con EBITDA cerca de 6x. FIX espera un pico de deuda de USD 1.000
millones en el año 2022 y la estabilización hacia ese año con FCF positivo a partir de 2023.
Perfil del Negocio
Vista Oil and Gas Argentina S.A. (Vista) desarrolla actividades de exploración, producción y
comercialización de hidrocarburos en Argentina. Vista posee las siguientes concesiones de
explotación petrolera, que en total ascienden a unos 525.000 acres entre las provincias de Neuquén,
Río Negro y Salta:
A diciembre 2018 Vista tenía en Argentina una producción de aproximadamente 24.500 Boed. El
nivel de reservas probadas P1 era de 57,6 MM BOE, de las cuales aproximadamente el 60% son de
petróleo. Las mismas equivalen a una vida promedio de 6,4 años de producción.
Vista cuenta con activos Premium en la cuenca neuquina. Los activos de Bajada del Palo Oeste,
Bajada del Palo Este, Aguila Mora y Coirón Amargo Suroeste están ubicados en la formación de
shale de petróleo Vaca Muerta, representando el 99% de los 134.000 acres de shale de la
compañía. Estos activos están rodeados por bloques en los que otros operadores han realizado
pruebas piloto exitosas y se encuentran en pleno proceso de desarrollo, incluyendo los bloques de
Loma Campana, La Amarga Chica, El Orejano y Fortín de Piedra, que en diciembre 2018 reportaron
una producción diarias promedio combinada de 188.300 boed (representando un 73% de la
producción total diaria de Vaca Muerta en dicho mes). Esto reduce la exposición al riesgo geológico.
Los inventarios en no convencional, con más de 400 sitios de perforación en Vaca Muerta, equivalen
a unos 10 años de producción, aunque sólo se pueden contabilizar en las reservas a medida que los
pozos son desarrollados y entran en producción.
La producción de petróleo convencional consiste en crudo ligero medanito, con una densidad
superior a 30º de gravedad API. El petróleo no convencional que empezó a producirse en el primer
trimestre 2019 es aún más liviano, con una densidad cercana a 35º API.
En 2018, la producción promedio diaria de petróleo crudo fue de 14.800 boed, la de gas natural de
9.000 boed y la de GNL de 700 boed, dando una producción total de 24.500 boed. El crudo
representó aproximadamente el 60% de la producción total, mientras que el gas el 37% y el GNL
3%.
Concesiones Participación Operador Acreage Plazo concesión Reservas P1 (MMBoe) Producción (boed) % prod. Petróleo Compromisos de CAPEX
Entre Lomas 100% Vista 183.014 2026 18,8 8300 63% 34,5 USD MM hasta 2022
Bajada del Palo Oeste 100% Vista 62.641 2053 15,9 4900 25% 105,6 USD MM h/2020 (totalmente desembolsados)
Bajada del Palo Este 100% Vista 48.853 2053 3,1 1400 44% 51,8 USD MM hasta 2021
Agua Amarga 100% Vista 95.580 2034 / 2040 1,8 1000 47%
25 de mayo - Medanito SE 100% Vista 32.247 2026 8,6 4100 90% 24,7 USD MM hasta 2021 entre Medanito SE y JDM
Jagüel de los Machos 100% Vista 48.359 2025 7,0 4100 76%
Coirón Amargo Norte 55% Vista 14.629 2037 0,6 300 87%
Aguila Mora 90% Vista 21.128 2054 (*)
Coirón Amargo Suroeste 10% Shell 5.630 2053 1,3 200 89% 3,8 USD MM (participación de Vista)
Acambuco 2% PAME 4.406 2036 0,5 200 10%
Sur Río Deseado Este 17% Alianza Petrolera 10.721 2021
(*) En proceso de aprobación por autoridades provinciales, la cual saldría en julio 2019.
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Las ventas de crudo se destinaron a refinerías del mercado local, siendo los principales clientes
Trafigura, Shell, Pampa Energía, Pan American Energy e YPF. El gas producido también se
comercializa en el ámbito local, y los principales clientes son industrias (58%), distribuidoras de gas
natural (30%, ppalmente. Camuzzi Gas Pampeana y Sur) y para la generación de energía (12%). El
precio de venta promedio del gas en 2018 fue de USD/MM BTU 4,5, mientras que el precio promedio
del petróleo vendido fue de USD/boe 67.
La producción convencional se concentra principalmente en las áreas de 25 de Mayo-Medanito SE,
Jagüel de los Machos y Entre Lomas, de donde obtiene el 67% de la producción y donde está el
60% de las reservas probadas. Si bien hay un fuerte potencial de crecimiento en la producción no
convencional por la ubicación Premium en Vaca Muerta, la diversificación de activos no es muy
grande, habiendo una concentración de los mismos. Por otra parte, al no ser una compañía
integrada, Vista está más expuesta a la volatilidad de precios, a retrasos en la producción o a costos
de producción mayores a los previstos.
Para el desarrollo no convencional en Bajada del Palo Oeste, Vista tiene una alianza estratégica
(denominada One Team) con Nabors y Schlumberger para la perforación y con Schlumberger y
Brent para la estimulación hidráulica. Entre las eficiencias obtenidas está la utilización de 22 km de
mangueras planas para transportar el agua para la estimulación hidráulica, evitando el uso de
camiones y reduciendo el impacto ambiental. También se redujo el polvo y el uso de camiones al
transportar y almacenar la arena para la estimulación hidráulica en sand boxes. En relación a los
costos operativos, la compañía ha logrado, a lo largo del último año, reducir el lifting cost de 17
USD/boe a 12 USD/boe, lo cual se tradujo en una mejora de la rentabilidad.
A la fecha, la producción de hidrocarburos se ubica en áreas cuyas concesiones vencen a partir de
2026. Sin embargo, las oportunidades de crecimiento de Vista se enfocan en desarrollar los recursos
no convencionales de Vaca Muerta, principalmente petróleo. Los contratos obtenidos más
recientemente en Bajada del Palo Oeste y Este son por 35 años hasta 2053. Los mismos implican
compromisos de inversión para Vista por USD 158 millones hasta 2021, de los cuales USD 106
millones ya se han desembolsado.
En el primer trimestre 2019 la compañía comenzó la producción en los primeros 4 pozos no
convencionales en Bajada del Palo Oeste, con una producción por encima de la curva tipo. En esta
área la compañía tiene identificados 400 pozos espaciados 250 metros, de los cuales planea
perforar unos 130 hasta el año 2022, para alcanzar una producción de 65.000 boed.
Las primeras estimaciones se hicieron con pozos horizontales de 2.000 metros con 27 fracturas, que
permitían alcanzar una producción de 65.000 boed. Actualmente están perforando pozos
horizontales de 2.500 metros y 34 fracturas, que podrían lograr una producción incluso superior a los
65.000 boed. En un futuro planean perforar pozos de hasta 2.700 metros con 37 a 45 fracturas. Esto
permitiría reducir la inversión por pozo de los actuales 13/14 USD MM a menos de 12 USD MM. El
plan de inversiones previsto en esta cuenca para la perforación de 130 pozos horizontales es de
unos USD 1.700 millones hasta el año 2022, que sumados a unos USD 200 millones para minimizar
el declino en la producción convencional da un total de inversiones por USD 1.900 millones de 2019
a 2022.
FIX estima que la cantidad mínima de pozos a perforar para mantener un nivel de producción de
35.000 boed (similar a la capacidad de evacuación actual) hasta el año 2022 es de unos 10 pozos
por año, dando una inversión aproximada en no convencional de unos USD 550 millones en 4 años.
Incluyendo la inversión en convencional, el total necesario para mantener el nivel de producción total
en 35.000 boed es de unos USD 750 millones.
Infraestructura de midstream
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La infraestructura de tratamiento y evacuación de la producción de crudo de sus principales
yacimientos tiene actualmente una capacidad de 35.000 boed, por encima del nivel de producción
actual. A fin de acompañar el crecimiento proyectado de unos 65.000 boed para 2022, son
necesarias inversiones en midstream. A tal efecto, Vista Oil and Gas junto a los fondos de inversión
Riverstone Holdings LLC y Southern Cross Group crearon Aleph Midstream S.A., la primera
empresa del país dedicada exclusivamente al midstream con foco en Vaca Muerta, con el objetivo
de brindar servicios a todas las compañías con desarrollos en la cuenca neuquina, para obtener una
mayor escala y así reducir costos. Riverstone y Southern Cross invertirán unos USD 160 millones a
cambio de una participación conjunta del 78,4%, mientras que Vista contribuirá con sus activos de
midstream ubicados en la cuenca neuquina y valuados en unos USD 45 millones, a cambio de una
participación del 21,6%. Este modelo de enfocar el midstream en un tercero fue desarrollado en las
formaciones shale de Estados Unidos, permitiendo un crecimiento acelerado de la producción y
menores costos.
Riesgo del Sector
La perspectiva del sector es estable. La desaceleración de inversiones en el segmento de gas
durante 2019 le permitirá a las compañías logar flujos de fondos libres neutros o positivos que serán
utilizados para mejorar la liquidez o reducir endeudamiento. En los últimos doce meses a abril’19 la
producción de gas de Argentina creció un 15% impulsada principalmente por el desarrollo del gas no
convencional en el yacimiento Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol. La oferta sobrepasó las
necesidades de la demanda interna en el verano y se espera que se encuentre por debajo en el
invierno. Bajo dicho contexto, sumado a las limitaciones establecidas por el gobierno para los
subsidios al gas no convencional, la baja de precios, la limitada capacidad de transporte para
realizar exportaciones y la incertidumbre política ante cambios de gobierno que podría implicar
nuevas regulaciones o limitaciones de precios, las empresas recortaron el plan de expansión
previsto para 2019 – 2020 en el segmento de gas.
En 2018 la producción de petróleo revirtió el declino de los últimos años y creció un 2%. Se espera
que en un año la Argentina logre el autoabastecimiento energético. Las principales inversiones de
crecimiento se concentrarán en el desarrollo de petróleo no convencional. La reducción de costos en
dichos yacimientos debido a mejoras tecnológicas, las negociaciones con los sindicatos y la
reducción de ineficiencias, le permitieron a las compañías crecer en el desarrollo de hidrocarburo no
convencional, manteniendo adecuados márgenes de rentabilidad. A la fecha los costos de desarrollo
y producción de hidrocarburo no convencional se estiman 20% por arriba de la producción
convencional, aunque varía dependiendo del yacimiento. Actualmente la producción no convencional
de petróleo y gas representa el 30% del total de la producción pero se espera que en 5 años, la
misma ascienda a 70%. La incertidumbre política y el limitado acceso al crédito condicionan las
inversiones de petróleo en Vaca Muerta para 2019-2020.
Se espera cierta volatilidad en los precios del petróleo derivados de la incertidumbre geopolítica
internacional y menor demanda por la desaceleración del crecimiento mundial. Sin embargo la
OPEC continuará controlando la producción estableciendo un piso a la baja de precios. FIX asume
un precio Brent de USD/bbl 65 y de USD/bbl 57.5 para el largo plazo. Las licitaciones electrónicas de
CAMMESA y el incremento en la oferta provocaron una reducción del precio promedio del 20%
siendo en abril’19 de USD 3.35 MMBTU. FIX estima un precio promedio para 2019 (invierno y
verano) de USD 3.7 MMBTU.
Ante la limitación al crédito financiero a tasas competitivas las compañías continúan priorizando la
liquidez. Los organismos multilaterales de crédito y los préstamos bancarios serán la principal fuente
de financiamiento para el corriente año. Además, el gobierno en marzo’19 comenzó a regularizar las
deudas por los subsidios no cobrados de “Plan Gas” por un total de USD 1.500 millones, en 30
cuotas mensuales.
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Posición Competitiva
En base a la producción 2018, la compañía ostenta un participación total de mercado de alrededor
del 2,9%. Es el segundo productor de crudo liviano tipo “medanito” en el país.
El principal jugador del mercado argentino es YPF, con 44% de la producción de petróleo y 35% de
la de gas. Pan American Energy es el segundo productor, con una participación en la producción
nacional del 20% en petróleo y 11% en gas. Otros jugadores importantes son Total, Tecpetrol,
Pluspetrol, Pampa, Chevron, Sinopec y CGC.
Administración y Calidad de Accionistas
Vista Oil and Gas Argentina S.A. surge de la siguiente combinación de negocios, llevadas a cabo en
abril de 2018:
Adquisición de Petrolera Entre Lomas S.A. a Pampa Energía S.A.
Adquisiciones de APCO International y APCO Argentina a Pluspetrol Resources Corporation.
Desde el 1 de enero de 2019 las sociedades Vista Oil and Gas Argentina y las sociedades APCO se
fusionaron en Vista Oil and Gas Argentina, que es una sociedad controlada en un 100% por Vista Oil
and Gas Holding I SA de CV, con sede en México. Vista Holding I es propietaria de los activos de
Vista en la Argentina. La controlante de Vista Holding I es Vista Oil and Gas SAB de CV, que es la
matriz con sede en México. Vista SAB controla los activos en México a través de Vista Oil and Gas
Holding II SA de CV.
Factores de Riesgo
Plan de crecimiento requiere fuertes inversiones: Vista planea alcanzar una producción de
65.000 boed hacia el año 2022. Esto requiere inversiones por USD 1.900 millones, para lo cual será
necesario obtener financiamiento adicional de al menos USD 700 millones. Limitaciones en el
acceso al financiamiento pueden limitar el plan de inversiones y el consiguiente EBITDA de la
compañía.
Concentración de las operaciones en pocas concesiones: La producción de no convencional va
a estar enfocada en los primeros años en la concesión de Bajada del Palo Oeste, que va a
representar hacia 2022 cerca del 70% de la producción total. FIX estima que este riesgo podría
mitigarse cuando se amplíen las operaciones a otras concesiones obtenidas en la cuenca neuquina,
pero aún no desarrolladas, como Bajada del Palo Este, Aguila Mora y Coirón Amargo Sureste.
Riesgo regulatorio: La compañía opera en un sector altamente regulado y dependiente de medidas
gubernamentales que garanticen su sustentabilidad. FIX considera que futuros cambios en el marco
normativo podrían afectar el negocio de las empresas que participan en dicho mercado.
99,9%
99,9%
0,1%
100%
dic-18 USD MM
Caja 74
Deuda total 310
Ventas 354
EBITDA 187
Deuda/EBITDA 1,7
EBITDA/Intereses 20,8
(México)
Vista Oil and Gas
SAB de CV
Vista Oil and Gas Holding IIVista Oil and Gas Holding I
S.A. de C.V.S.A. de C.V.
S.A. - (Argentina)
(México) (México)
Vista Oil & Gas Argentina
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Flujo de Fondos
ARS '000 2016 2017 2018
Ventas 3.473.512 3.588.278 11.580.188
Flujo Generado por las Operaciones 1.135.963 681.037 7.116.156
Variación del Capital de Trabajo (218.735) (59.288) 519.106
Flujo de Caja Operativo 917.228 621.749 7.635.262
Inversiones de Capital (829.313) (490.552) (4.555.182)
Dividendos (108.335) (107.800) -
Flujo de Fondos Libre (20.421) 23.398 3.080.079
Fuente: Información de la empresa, Fix Scr
Perfil Financiero
Vista posee una corta historia de operaciones, relacionada con producción convencional, pero
apuntando a incrementar fuertemente su escala sobre un plan de desarrollo de recursos no
convencionales en Vaca Muerta. En este sentido el análisis del perfil financiero de la compañía está
enfocado fundamentalmente en las estimaciones de Fix de la performance futura de la compañía,
para lo cual hemos tenido en cuenta: las proyecciones de la compañía, el crecimiento mensual
mostrado en la producción durante 2019, la efectiva reducción de costos de operación, la trayectoria
de las áreas adyacentes pertenecientes a grandes jugadores en la industria y la vasta experiencia
del management de Vista para encarar este plan de expansión.
Rentabilidad
Tras las adquisiciones desde abril 2018 de Petrolera Entre Lomas S.A. a Pampa Energía S.A. y de
las empresas APCO International y APCO Argentina a Pluspetrol Resources Corporation, la
rentabilidad de Vista en 2018 fue del 52,9%, con un EBITDA de $ 6.124 millones.
En el trimestre a marzo 2019, la rentabilidad de Vista fue del 40%, con un EBITDA de USD 37,1
millones. Esto se debió principalmente a una disminución de los precios internacionales del petróleo
y del precio del gas para generación durante el primer trimestre 2019.
Para los precios de crudo, FIX espera bajas graduales en el Brent, desde los USD/bbl 70 en 2018
hacia USD/bbl 57,5 en 2022. Estimando volúmenes de producción de petróleo crecientes por el
desarrollo del no convencional en Bajada del Palo Oeste, hasta alcanzar unos 65.000 boed hacia
2022, FIX espera que Vista tenga en 2019 ventas por unos USD 430 millones, niveles de EBITDA
del orden de los USD 190 millones y márgenes del 44%.
Hacia 2022 Vista podría alcanzar ventas por unos USD 1.300 millones, con un margen EBITDA del
56% y una generación de EBITDA del orden de los USD 735 millones.
En un escenario hipotético en que la capacidad de transporte limite el crecimiento de la producción
hasta 35.000 boed, FIX estima que Vista tendría hacia adelante ventas por USD 550 millones,
EBITDA por USD 270 millones y un margen del 49%.
Flujo de Fondos
A diciembre 2018 la compañía presentó una sólida generación de flujo de caja operativo (FCO) que
alcanzó $ 7.635 millones y permitió financiar las inversiones de capital (de $ 4.555 millones) durante
el mismo período.
Para los próximos años, la compañía planea realizar fuertes inversiones para desarrollar el petróleo
no convencional en Vaca Muerta. El plan de inversiones para el período 2019-2022 es de unos USD
1.900 millones, de los cuales USD 1.700 millones son para el desarrollo del yacimiento en Bajada
del Palo Oeste, en donde planea la perforación de 130 nuevos pozos. Este plan será financiado con
generación de fondos propios (unos USD 1.200 millones, estimados por FIX), y una combinación de
deuda de largo plazo y emisión de capital, por un total de USD 700 millones adicionales.
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FIX espera un flujo de fondo libres (FFL) negativo para los 4 años del período 2019-2022. El FFL
sería positivo a partir de 2023, cuando empezaría a monetizarse el plan de inversiones.
En el escenario hipotético de producción estable en 35.000 boed, al haber una menor necesidad de
inversiones, el FFL sería negativo sólo en los dos primeros años, y se revertiría a partir de 2021. Las
inversiones necesarias hasta 2022 serían de USD 750 millones y el endeudamiento adicional de
USD 200 millones.
Liquidez y Estructura de Capital
A diciembre 2018, la deuda financiera alcanzó los $ 11.700 millones (unos USD 310 millones), con
un adecuado perfil de vencimientos, teniendo sólo un 3% de la misma con vencimiento corriente,
10% en 2020 y el remanente amortizable entre 2021 y 2023, 30% por año. Vista presenta una
adecuada liquidez, con una posición de caja e inversiones corrientes de $ 2.813 (unos USD 74
millones), para hacer frente a sus deudas financieras de corto plazo.
En cuanto a las métricas de endeudamiento, a diciembre 2018 el ratio deuda / EBITDA fue de 1,9x,
mientras que el endeudamiento neto fue de 1,5x. Las coberturas de intereses con EBITDA fueron a
esa fecha de 20,8x.
Para poder llevar a cabo el exigente plan de inversiones de unos USD 1.900 millones entre 2019 y
2022, FIX estima que más allá de los fondos propios que pueda generar en dicho período, la
compañía requerirá obtener fondos adicionales por unos USD 700 millones.
Para 2019 FIX estima el mayor nivel de apalancamiento, con un ratio deuda / EBITDA cercano a
2,1x (deuda de unos USD 405 millones y EBITDA de USD 190 millones). El apalancamiento neto
sería del orden de 1,9x.
El pico de endeudamiento se alcanzaría en el año 2022, con un nivel de deuda del orden de los USD
1.000 millones. Considerando un EBITDA de USD 735 millones para 2022, el ratio deuda/EBITDA en
esa fecha sería de 1,4x, y hacia adelante esperamos que el nivel de endeudamiento de la compañía
se ubique por debajo de dicho valor.
En el escenario de producción estabilizada en 35.000 boed, el pico de deuda sería en el 2020, con
deuda por USD 515 millones, mientras que el ratio de apalancamiento máximo seguiría siendo en
2019 con 2,5x EBITDA.
Fondeo y Flexibilidad Financiera
A dic’18 Vista tenía un préstamo sindicado con varios bancos (Citi, Itaú, Galicia, Santander) por
USD 300 millones con 18 meses de gracia y amortizable desde 2020 hasta julio 2023. También
tiene aprobadas varias líneas de crédito por un total de hasta USD 100 millones, con bancos e
instituciones financieras tales como Santander, Galicia, Macro, Itaú, BBVA, etc.
Además de planear una emisión de ON en el mercado local, Vista tiene pensado obtener
financiamiento en el mercado internacional, tanto deuda como capital, donde además de estar
listada en México planea listarse en Estados Unidos. FIX estima que la compañía tiene buen
acceso al mercado financiero para encarar su plan de inversiones.
ARS '000
Deuda de Corto Plazo 390.258 2%
Deuda de Largo Plazo 11.310.000 50%
Otros 0 0%
Deuda Total Ajustada 11.700.258 52%
Total Patrimonio 10.841.939 48%
Total Capital Ajustado 22.542.197 100%
Fuente: Información de la empresa, Fix Scr
Capitalización (a dic´18)
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Anexo I. Resumen Financiero
Los estados financieros de 2018 fueron ajustados por inflación, con lo cual no son comparables con años anteriores.
Resumen Financiero - Vista Oil and Gas S.A.
(miles de ARS, año fiscal finalizado en Diciembre)
Cifras Consolidadas Ajustado
Normas Contables NCP (*) NCP NCP
Período 2018 2017 2016
12 meses 12 meses 12 meses
Rentabilidad
EBITDA Operativo 6.123.874 1.298.026 1.508.295
EBITDAR Operativo 6.123.874 1.298.026 1.508.295
Margen de EBITDA 52,9 36,2 43,4
Margen de EBITDAR 52,9 36,2 43,4
Retorno del FGO / Capitalización Ajustada (%) 32,9 9,2 37,7
Margen del Flujo de Fondos Libre 26,6 0,7 (0,6)
Retorno sobre el Patrimonio Promedio 34,9 10,1 22,3
Coberturas
FGO / Intereses Financieros Brutos 25,2 54,5 84,1
EBITDA / Intereses Financieros Brutos 20,8 101,9 110,4
EBITDAR Operativo/ (Intereses Financieros + Alquileres) 20,8 101,9 110,4
EBITDA / Servicio de Deuda 8,9 101,9 110,4
EBITDAR Operativo/ Servicio de Deuda 8,9 101,9 110,4
FGO / Cargos Fijos 25,2 54,5 84,1
FFL / Servicio de Deuda 4,9 2,8 (0,5)
(FFL + Caja e Inversiones Corrientes) / Servicio de Deuda 9,0 100,5 23,8
FCO / Inversiones de Capital 1,7 1,3 1,1
Estructura de Capital y Endeudamiento
Deuda Total Ajustada / FGO 1,6 0,0 0,0
Deuda Total con Deuda Asimilable al Patrimonio / EBITDA 1,9 0,0 0,0
Deuda Neta Total con Deuda Asimilable al Patrimonio / EBITDA 1,5 (1,0) (0,2)
Deuda Total Ajustada / EBITDAR Operativo 1,9 0,0 0,0
Deuda Total Ajustada Neta/ EBITDAR Operativo 1,5 (1,0) (0,2)
Costo de Financiamiento Implicito (%) 5,0 N/A N/A
Deuda Garantizada / Deuda Total (%) 0,0 N/A N/A
Deuda Corto Plazo / Deuda Total (%) 3,3 N/A N/A
Balance
Total Activos 28.325.408 9.697.289 3.905.088
Caja e Inversiones Corrientes 2.813.258 1.243.384 332.156
Deuda Corto Plazo 390.258 0 0
Deuda Largo Plazo 11.310.000 0 0
Deuda Total 11.700.258 0 0
Deuda asimilable al Patrimonio 0 0 0
Deuda Total con Deuda Asimilable al Patrimonio 11.700.258 0 0
Deuda Fuera de Balance 0 0 0
Deuda Total Ajustada con Deuda Asimilable al Patrimonio 11.700.258 0 0
Total Patrimonio 10.841.939 7.544.872 3.053.424
Total Capital Ajustado 22.542.197 7.544.872 3.053.424
Flujo de Caja
Flujo Generado por las Operaciones (FGO) 7.116.156 681.037 1.135.963
Variación del Capital de Trabajo 519.106 (59.288) (218.735)
Flujo de Caja Operativo (FCO) 7.635.262 621.749 917.228
Flujo de Caja No Operativo / No Recurrente Total 0 0 0
Inversiones de Capital (4.555.182) (490.552) (829.313)
Dividendos 0 (107.800) (108.335)
Flujo de Fondos Libre (FFL) 3.080.079 23.398 (20.421)
Adquisiciones y Ventas de Activos Fijos, Neto 0 0 0
Otras Inversiones, Neto (2.394.998) 30.697 78.082
Variación Neta de Deuda (2.086.163) 0 0
Variación Neta del Capital 0 0 0
Otros (Inversión y Financiación) 3.276.504 0 0
Variación de Caja 1.875.422 54.094 57.661
Estado de Resultados
Ventas Netas 11.580.188 3.588.278 3.473.512
Variación de Ventas (%) 222,7 3,3
EBIT Operativo 5.153.057 721.632 978.002
Intereses Financieros Brutos 294.554 12.738 13.667
Alquileres 0 0 0
Resultado Neto 3.205.913 537.679 680.093
(*) Ajustado a moneda homogénea de cierre de período
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Anexo II. Glosario
BOE: Sigla en inglés para barril de petróleo crudo equivalente.
Cargos Fijos: Intereses financieros Brutos + Dividendos preferidos + Alquileres devengados.
Costo de Financiamiento Implícito: Intereses Financieros Brutos / Deuda Total.
Deuda Ajustada: Deuda Total + Deuda asimilable al Patrimonio + Deuda Fuera de Balance.
EBITDA: Resultado operativo antes de Amortizaciones y Depreciaciones.
EBITDAR: EBITDA + Alquileres devengados.
FIX: FIX SCR S.A. AGENTE DE CALIFICACION DE RIESGO (afiliada de Fitch Ratings)
MM: Millones.
Servicio de Deuda: Intereses financieros Brutos + Dividendos preferidos + Deuda Corto Plazo.
Upstream: En la industria petrolera se refiere al sector de exploración y producción, que incluye
la perforación y explotación de pozos.
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Anexo III. Características del Instrumento
Monto Autorizado:Por hasta USD 50 millones ampliable hasta USD 100
millones.
Monto Emisión: A emitir
Moneda de Emisión: Dólares
Fecha de Emisión: A emitir
Fecha de Vencimiento: A los 24 meses de la Fecha de emisión
Amortización de Capital: En forma íntegra en la Fecha de Vencimiento.
Tasa de Interés: Tasa fija a determinar.
Cronograma de Pago de Intereses:Los intereses serán pagados trimestralmente a partir de la
fecha de emisión.
Destino de los fondos:
Los fondos serán destinados a inversiones en activos
físicos y bienes de capital situados en el país, incluyendo
inversiones en infraestructura de producción y desarrollo de
petróleo y gas.
Garantías: N/A
Opción de Rescate:
La emisora podrá rescatar las ON Clase I en su totalidad en
caso de que existieran cambios impositivos que generen la
obligación de pagar montos adicionales.
Condiciones de Hacer y no Hacer: N/A
Otros: N/A
Obligaciones Negociables Clase I
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Anexo IV. Dictamen de Calificación
FIX SCR S.A. AGENTE DE CALIFICACION DE RIESGO (afiliada de Fitch Ratings) - Reg.CNV Nº9
El Consejo de Calificación de FIX SCR S.A. AGENTE DE CALIFICACIÓN DE RIESGO (afiliada de
Fitch Ratings) - en adelante FIX SCR- realizado el 19 de julio de 2019 asignó en categoría
A+(arg) a la calificación de Emisor de Vista Oil & Gas Argentina S.A y a las Obligaciones
Negociables Clase I a ser emitidas por la compañía.
Se asignó una Perspectiva Positiva.
Categoría A(arg): "A" nacional implica una sólida calidad crediticia respecto de otros emisores o
emisiones del país. Sin embargo, cambios en las circunstancias o condiciones económicas pueden
afectar la capacidad de repago en tiempo y forma en un grado mayor que para aquellas obligaciones
financieras calificadas con categorías superiores.
Los signos "+" o "-" podrán ser añadidos a una calificación nacional para mostrar una mayor o menor
importancia relativa dentro de la correspondiente categoría, y no alteran la definición de la categoría
a la cual se los añade. Las calificaciones nacionales no son comparables entre distintos países, por
lo cual se identifican agregando un sufijo para el país al que se refieren. En el caso de Argentina se
agrega “(arg)”.
La Perspectiva de una calificación indica la posible dirección en que se podría mover una calificación
dentro de un período de uno a dos años. La Perspectiva puede ser positiva, negativa o estable. Una
perspectiva negativa o positiva no implica que un cambio en la calificación sea inevitable. Del mismo
modo, una calificación con perspectiva estable puede ser cambiada antes de que la perspectiva se
modifique a positiva o negativa si existen elementos que lo justifiquen.
La información suministrada para el análisis es adecuada y suficiente. La calificación asignada se
desprende del análisis de los factores cuantitativos y factores cualitativos. Dentro de los factores
cuantitativos se analizaron la rentabilidad, el flujo de fondos, el endeudamiento y estructura de
capital, y el fondeo y flexibilidad financiera de la compañía. El análisis de los factores cualitativos
contempló el riesgo del sector, la posición competitiva, y la administración y calidad de los
accionistas.
(*) Siempre que se confirma una calificación, la calificación anterior es igual a la que se publica en el
presente dictamen.
Fuentes
Balances auditados hasta el 31-12-2018, disponibles en www.cnv.gob.ar.
Auditor externo a la fecha del último balance: Pistrelli, Henry Martin y Asociados S.R.L.
Borrador del Prospecto del Programa global de Obligaciones Negociables por un monto máximo de
hasta USD 800 millones, enviado por el emisor vía mail el 15/7/19.
Borrador del Suplemento de Precio de la ON Clase I, enviado por el emisor vía mail el 18/7/19
Información de gestión de la compañía.
Hechos Relevantes presentados y publicados ante la CNV.
A
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